Присосы воздуха не должны превышать предельно допустимой величины.

б) превышение температуры циркуляционной воды перед конденсатором сверх предельно разрешенной заводом величины (более 33 °С).

19.4.3.3. Действия персонала.

19.4.3.3.1. При медленном повышении абсолютного давления в конденсаторе турбины при неизменном атмосферном давлении:

- убедиться в подаче пара на уплотнения турбины и в поддержании его необходимого давления по прибору на щите турбины или по манометру на месте установки регулирующего клапана;

- убедиться в нормальной работе эжектора турбины по отсутствию признаков нарушения работы, указанных в пункте 19.4.3.2.2.

При необходимости включить резервный эжектор, принять меры к устранению выявленных нарушений:

- проверить наличие присосов через водомерные стекла конденсатора по протечке пузырьков воздуха через имеющийся уровень в стекле или по повышению вакуума при отключении стекол на 10-15 минут;

- проверить отсутствие присосов через резервные конденсатные насосы путем отключения их на 10-15 минут по всасу и по отсосу паровоздушной смеси;

- проверить наличие уровня в подогревателе отсоса пара из уплотнений турбины ПН-100;

- проверить наличие нормального уровня в конденсатосборнике конденсатора;

- проверить давление, расходы, температуру охлаждающей воды, сравнить фактический температурный напор с нормативным.

19.4.3.3.2. При обнаружении заиливания трубок по разрешению поданной заявки или по согласованию с диспетчером энергосистемы в провалы нагрузок в системе поочередно отключить половины конденсатора на 2-3 часа для термической сушки.

19.4.3.3.3. При обнаружении засорения трубных досок конденсатора по разрешению диспетчерской заявки с ограничением нагрузки на турбине приступить к промывке половин конденсатора обратным ходом воды.

По окончании промывки восстановить схему.

При неэффективности промывки обратным ходом предусмотреть механическую чистку половин конденсатора.

Примечание: Должна предусматриваться периодическая чистка конденсатора при ухудшении вакуума от нормативной характеристики (см. ПТЭ § 4.4.19.), Нормативная характеристика определяется в зависимости от расхода и температуры охлаждающей воды и расхода пара в конденсатор по «Нормативным характеристикам конденсаторов турбин Т-50-130ТМЗ, ПТ-60-130/13 и ПТ-80/100-130/13», ЛМЗ «Союзтехэнерго», Москва, 1981 год.

19.4.3.3.4. При понижении вакуума в конденсаторе менее –0,9 кгс/см², что соответствует температуре отработанного пара 55 °С при работе в конденсационном режиме или с теплофикационными отборами при охлаждении всей поверхности конденсатора циркводой, разгрузить турбину до восстановления вакуума в конденсаторе –0,9 кгс/см², при наличии резерва включить резервный циркуляционный насос.

19.4.3.3.5. При невозможности восстановить вакуум в конденсаторе более –0,88 кгс/см², при повышении температуры выхлопа ЦНД более 70 °С, разгрузить и отключить турбину.

19.4.3.3.6. При понижении вакуума в конденсаторе до –0,75 кгс/см² турбина отключается защитой. Если защита не сработала, персоналу выполнить эту операцию немедленно.

19.4.4. Понижение температуры пара.

19.4.4.1. Признаками аварии являются:

- снижение температуры металла паропроводов и турбины;

- увеличение относительного сокращения РВД.

19.4.4.2. Причинами аварии являются:

- аварийное изменение режима работы котла;

- неправильная работа автоматики поддержания температуры пара.

19.4.4.3. Действия персонала:

- при снижении температуры пара перед турбиной до 540 °С потребовать от машиниста котла повышения температуры пара до 545-560 °С;

- при снижении температуры пара в стопорном клапане до 425 °С, турбина отключается защитой. Если защита не сработала, персоналу выполнить эти операции немедленно.

19.4.5. Повышение температуры пара.

19.4.5.1. Признаками аварии являются:

- повышение температуры металла паропроводов и турбины;

- увеличение относительного сокращения РВД.

19.4.5.2. Причинами аварии являются:

- аварийное изменение режима работы котла;

- неправильная работа автоматики поддержания температуры пара.

19.4.5.3. Действия персонала:

- при повышении температуры пара перед турбиной свыше 560 °С потребовать от машиниста котла понижения температуры пара до допустимой величины (545-560 °С);

- при повышении температуры пара перед турбиной до 565 °С и по истечении разрешенных 30 минут работы – аварийно отключить турбину.

19.4.6. Повышение абсолютного давления ПСГ-2.

19.4.6.1. Признаками аварии является повышение температуры воды, перекачиваемой через ПСГ-2, выше 118 °С.

19.4.6.2. Причиной аварии является – неправильная работа регулятора давления теплофикационных отборов.

19.4.6.3. Действия персонала:

- при повышении абсолютного давления в ПСГ-2 до 2,5 кгс/см² снизить давление в отборе на ПСГ-2 воздействием на регулятор давления в теплофикационном отборе, при работе с регулированием давления в теплофикационном отборе при достижении давления в ПСГ-2 3,4 кгс/см² - должен сработать предохранительный клапан;

- при повышении абсолютного давления в ПСГ-2 до 3,5 кгс/см² через 20 секунд, турбина отключается защитой. Если защита не сработала, персоналу выполнить эти операции немедленно.

19.4.7. Закрытие стопорного клапана при включенном в сеть генераторе и работа турбины в моторном (беспаровом) режиме более четырех минут.

19.4.7.1. Признаками аварии являются:

- полный сброс нагрузки генератора;

- повышение давления острого пара.

19.4.7.2. Причинами аварии являются:

- ошибочные действия персонала;

- неполадки в системе регулирования турбины.

19.4.7.3. Действия персонала:

- после закрытия стопорного клапана при включенном в сеть генераторе через четыре минуты (время закрытия ГПЗ) выполнить операции по останову турбины. Сообщить на ГЩУ о наличии отрицательной нагрузки на генераторе.

19.4.8. Неисправность автомата безопасности и повышение числа оборотов ротора турбины до 3360 об/мин.

19.4.8.1. Признаками аварии являются:

- повышение давления масла в системе регулирования;

- повышение вибрации и шума турбины.

19.4.8.2. Причинами аварии являются:

- ошибочные действия персонала при управлении турбиной до включения генератора в сеть;

- неисправность автомата безопасности турбины.

19.4.8.3. Действия персонала:

- при повышении оборотов ротора до 3300 об/мин (настройка одного из бойков автомата безопасности) срабатывает боек и отключение турбины обеспечивается ее системой регулирования;

- при повышении оборотов ротора до 3360 об/мин (настройка второго бойка) срабатывает этот боек автомата безопасности;

- при повышении оборотов ротора до 3450 об/мин срабатывает третья ступень защиты турбины от разгона;

- если не сработал ни один из бойков автомата безопасности, персоналу немедленно отключить турбину воздействием на ключ отключения турбины или воздействием на кнопку отключения турбины, расположенной на переднем стуле;

- выполнить все операции по останову турбины.

19.4.9. Понижение давления масла в системе регулирования.

19.4.9.1. Признаками аварии являются:

- шум и треск в главном масляном насосе турбины;

- самопроизвольное снижение нагрузки;

- самопроизвольное закрытие стопорного клапана.

19.4.9.2. Причинами аварии являются:

- неисправность главного масляного насоса турбины;

- неисправность инжектора, создающего подпор масла на всасе главного масляного насоса;

- порыв прокладок на фланцевых соединениях маслопроводов;

- аварийное снижение уровня в маслобаке турбины.

19.4.9.3. Действия персонала:

- при снижении давления масла в системе регулирования до 17 кгс/см²;

- проверить уровень в маслобаке турбины;

- сообщить о случившемся начальнику смены станции по селекторной связи;

- проверить работу главного маслонасоса турбины и инжекторов маслосистемы по давлению масла на всасе и напоре ГМН;

- проверить отсутствие утечек масла.

При снижении давления масла в системе регулирования до 16 кгс/см²:

- включить пусковой маслонасос и проследить за открытием его напорной задвижки;

- разгрузить и отключить турбину.

При снижении давления масла в системе регулирования до 10 кгс/см² под действием пружины закрываются сервомотор стопорного клапана, отключая турбину.

Если закрытие сервомоторов стопорного клапана не произошло, персоналу закрыть ГПЗ и отключить турбину ключом или кнопкой отключения.

19.4.10. Сброс электрической нагрузки.

19.4.10.1. Признаками аварии являются:

- повышение давления пара (или резкое снижение давления);

- срабатывание предохранительных клапанов котла;

- повышение оборотов или частоты турбогенератора.

19.4.10.2. Причинами аварии являются:

- отключения линий электропередач, повышение частоты в системе;

- погасание котла или части котлов;

- потеря собственных нужд электростанции.

19.4.10.3. Действия персонала:

При частичном сбросе нагрузки:

- следить за параметрами пара, не допуская достижения аварийных параметров;

- следить за критериями надежности работы турбины (частота вращения ротора, осевой сдвиг, относительное расширение роторов и т.п.), предотвращая выход их за допустимые величины;

- при погашении части котлов разгружать турбины, поддерживая нормальное давление пара, при резком снижении параметров пара отключить турбину;

- при потере собственных нужд станции и несрабатывании АВР собственных нужд, вести оборудование на останов;

- при несрабатывании защит и блокировок оперативному персоналу выполнять эти операции самостоятельно.

При сбросе электрической нагрузки до величины собственных нужд станции:

- следить за частотой в сети, за параметрами пара, не допуская их снижения;

- следить за критериями надежности работы турбины;

- отключить ПВД, производственный и теплофикационный отборы на турбине, переводя подачу пара от РОУ (отключение производственного отбора произвести закрытием задвижек на линии отбора и отключением РД переключателем отбора; отключение теплофикационного отбора производить закрытием задвижки на подаче пара к ПСГ-2, открытием обводной задвижки группы ПСГ по сетевой воде, закрытием задвижек на входе сетевой воды в ПСГ-1 и выходе из ПСГ-2 и отключением РД переключателем отбора, после этого перевести все органы управления турбиной в положение конденсационного режима см. п.10.1.8);

- отключить часть оборудования в резерв, не требующееся по условиям работы станции;

- проверить выполнение переключений по системе защит и блокировок;

- прослушать турбину.

При сбросе электрической нагрузки с отключением генератора, работать на холостом ходу в течение не более 15 минут для обеспечения готовности включения генератора в сеть. Внимательно следить за параметрами пара, работой оборудования цеха и критериями надежности турбины, при достижении их аварийных значений или, если через 15 минут генератор не будет включен в сеть, турбину отключить.

19.4.11. Появление явно слышимого металлического стука внутри турбины или генератора.

19.4.11.1. Признаками аварии является изменение вибрации на одном или нескольких подшипниках турбоагрегата.

19.4.11.2. Причиной аварии является:

- задевания в проточной части турбины;

- задевания в генераторе.

19.4.11.3. Действия персонала:

- при появлении явно слышимого металлического стука внутри турбины или генератора, оперативному персоналу немедленно отключить турбину.

19.4.12. Воспламенение масла на турбоагрегате при невозможности немедленно ликвидировать пожар.

19.4.12.1. Признаками воспламенения масла являются:

- пламя и дым в районе турбины;

19.4.12.2. Причинами воспламенения масла являются:

- течь масла из маслопроводов смазки;

- течь масла из маслопроводов высокого давления (системы регулирования).

19.4.12.3. Действия персонала:

При обнаружении воспламенения масла в турбоагрегате:

- сообщить начальнику смены станции по селекторной связи;

- сообщить руководству цеха;

- персоналу принять меры к тушению пожара, используя огнетушители, пожарные рукава, кошму, при необходимости пустить второй пожарный насос, выделить человека для встречи пожарной команды, по возможности, обесточить кабельную разводку у мест горения, принять меры по предупреждению загораний на соседнем оборудовании, используя водяную завесу. При возникновении ситуации, грозящей разогреву ферм перекрытий, приступить к орошению ферм водой из лафетных стволов и брандспойтов пожарной разводки, по возможности, привлечь членов добровольной пожарной дружины. При тушении пожара руководствоваться инструкцией по предупреждению и ликвидации пожаров, оперативным планом пожаротушения.

По прибытии пожарного подразделения, его старший командир принимает на себя руководство, а начальник смены станции и цеха немедленно информируют старшего командира пожарного подразделения о состоянии оборудования и возможности ведения работ по пожаротушению

При воспламенении масла, вызванном нарушением плотности маслосистемы, и невозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися в распоряжении персонала станции №2 первичными средствами пожаротушения:

· работающий турбоагрегат необходимо остановить автоматом безопасности турбины со срывом вакуума при отключенных пусковом (ПМН), резервном (РМН) и аварийном (АМН) маслонасосах;

· снабжение маслом радиальных уплотнений вала турбогенератора производить маслонасосами МНУВ до останова ротора турбоагрегата и в течении всего времени вытеснения водорода из корпуса генератора;

· после отключения генератора от сети вызвать начальника смены электроцеха для вытеснения водорода из корпуса генератора;

· за 15 минут до окончания вытеснения водорода из корпуса генератора необходимо отключить маслонасосы МНУВ и подавать масло на радиальные уплотнения вала турбогенератора из демпферного бака;

· аварийный слив масла из маслобака МБТ турбоагрегата следует производить в исключительных случаях для локализации пожара за 15 минут до окончания вытеснения водорода из корпуса турбогенератора (после отключения маслонасосов МНУВ и подачи масла на радиальные уплотнения вала турбогенератора из демпферного бака).

19.4.13. Внезапное появление сильной вибрации турбины.

19.4.13.1. Признаками аварии является резкое изменение вибрации на одном или всех подшипниках турбоагрегата.

19.4.13.2. Причинами аварии являются:

- повреждение в проточной части турбины или в генераторе;

- коробление цилиндров и изменение зазоров в проточной части, вследствие резких изменений температур пара, попадания воды в турбину;

- изменение толщины масляного клина при резком изменениии температуры масла;

- задевания по уплотнениям в проточной части или в концевых уплотнениях;

- защемления в шпонках, мешающие нормальному расширению цилиндров турбины;

- искривление ротора из-за несоблюдения режима при пуске или останове;

- ослабление крепления деталей роторов турбины, генератора, возбудителя;

- ослабление баббитовой заливки подшипников.

19.4.13.3. Действия персонала:

При медленном увеличении вибрации до 4,5 мм/с:

- проверить параметры пара;

- проверить давление и температуру масла, поступающего на подшипники;

- проверить осевой сдвиг турбины;

- проверить относительное положение роторов турбины;

- проверить отсутствие температурных перекосов по цилиндрам;

- проверить уровень в подогревателях системы регенерации;

- выполнить контрольные замеры переносным прибором поперечной и осевой составляющей вибрации у разъема корпусов подшипников на уровне оси ротора;

- сообщить техническому руководству электростанции.

При такой вибрации (до 4,5 мм/с) можно работать не более 30 суток.

При одновременном внезапном изменении вибрации двух опор одного ротора или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм/с ^–1 и более от любого начального уровня сообщить руководству смены и станции, при выбеге прослушать турбину, определить время останова.

При повышении вибрации свыше 7,1 мм/с эксплуатировать турбину более 7 суток запрещается.

При повышении вибрации до 11,2 мм/с турбина должна быть остановлена немедленно.

Разгрузить и остановить турбину, если происходит плавное возрастание (в течение примерно 3 суток) любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм/с.

Принять меры по устранению низкочастотной вибрации при увеличении до 1 мм/с.

19.4.14. Появление искр или дыма из подшипников или уплотнений турбины или генератора.

19.4.14.1. Признаками аварии являются:

- увеличение вибрации на одном или нескольких подшипниках турбогенератора;

- усиление шума в районе повреждений.

19.4.14.2. Причинами аварии является задевание ротора о неподвижные части подшипников или уплотнений.

19.4.14.3. Действия персонала:

Немедленно отключите турбину со срывом вакуума, сообщите руководству смены или станции.

19.4.15. Разрыв или обнаружение трещин в маслопроводах, паропроводах, коллекторах, тройниках, сварных и фланцевых соединениях, клапанах, парораспределительных коробках.

19.4.15.1. Признаками аварии являются:

- парение в месте повреждения;

- шум в районе повреждения;

- течь в месте разрыва.

19.4.15.2. Причинами аварии являются:

- неудовлетворительная компенсация или защемление при тепловых расширениях;

- дефекты или несоответствие марки металла;

- некачественная сварка;

- снижение прочности из-за ползучести металла.

19.4.15.3. Действия персонала:

При обнаружении парений, шума, течей начальник смены цеха должен определить опасную зону и принять меры для ее ограждения, вывесить предупредительные плакаты, сообщить руководству;

- в опасной зоне прекратить все работы, персонал удалить;

- по возможности, отключить поврежденное оборудование.

При сильном повреждении (разрыв, трещины) и невозможности отключения аварийного участка, немедленно отключите турбину.

19.4.16. Разрыв защитной диафрагмы на выхлопе ЦНД.

19.4.16.1. Признаком аварии является резкое снижение вакуума.

19.4.16.2. Причиной аварии является потеря вакуума в конденсаторе.

19.4.16.3. Действия персонала:

- при срабатывании защитных (атмосферных) клапанов ЦНД – немедленно отключите турбину.

19.4.17. Гидравлические удары в паропроводах или турбине.

19.4.17.1. Признаками аварии являются:

- резкое понижение температуры перегретого пара;

- выброс влажного пара через сальники арматуры или фланцы турбины;

- повышение вибрации турбины;

- изменение величины осевого сдвига и относительного положения роторов.

19.4.17.2. Причинами аварии являются:

- заброс воды из парогенератора;

- заброс воды из подогревателей системы регенерации, ПСГ, отборов пара.

- потеря собственных нужд электростанции.

19.4.17.3. Действия персонала:

- немедленно отключите турбину (при вибрации – со срывом вакуума);

- открыть все дренажи турбины и паропроводов;

- проверить температуру баббита упорного подшипника и температуру масла на сливе из него;

- проверить осевое и относительное положение роторов.

19.4.18. Достижение предельных значений относительного положения роторов.

19.4.18.1. Признаком аварии является появление задеваний в проточной части и концевых уплотнениях турбины.

19.4.18.2. Причинами аварии являются:

- резкое изменение параметров пара;

- резкое изменение нагрузки турбогенератора;

- изменение температуры пара, поступающего на уплотнения турбины;

- прекращение отсоса пара из уплотнений в охладитель пара уплотнений;

- прекращение подачи пара на уплотнения;

- нарушения в работе упорного подшипника.

19.4.18.3. Действия персонала:

При относительном укорочении ротора ЦВД до -0,5:

- проверить работу систем подачи и отсосов пара из уплотнений и параметры уплотняющего пара;

- поднять температуру острого пара до допустимой величины;

- увеличить паровую нагрузку турбины.

При относительном укорочении ротора ЦВД до –0,8:

- подать на передние концевые уплотнения острый пар, если температура острого пара не снизилась, закрыв отсос с них в первый отбор.

При относительном укорочении ротора ЦНД до –1,5 улучшить вакуум для снижения температуры корпуса ЦНД.

При относительном удлинении ротора до +2,5:

- понизить температуру острого пара, но не ниже допустимого;

- снизить паровую нагрузку турбины;

- если относительное удлинение ротора ЦВД не уменьшится, включить обогрев фланцев и шпилек ЦВД.

Если значения относительного положения ротора не уменьшались:

- проверить уровень в охладителях пара уплотнений ПС-50 и ПН-100, при необходимости восстановить уровень;

- проверить работу упорного подшипника по прибору осевого сдвига, температуру масла и колодок упорного подшипника.

При достижении предельных значений относительного положения роторов

Удлинение	РВД	+3,0 мм	РНД	+3,0 мм
Укорочение	-2,0 мм	-2,5 мм

немедленно отключить турбину, сообщить руководству цеха.

19.4.19. Повышение температуры масла на сливе из подшипника турбоагрегата или повышение температуры баббита подшипника.

19.4.19.1. Признаком аварии является сильный нагрев корпуса подшипника.

19.4.19.2. Причинами аварии являются:

- отклонение температуры масла, поступающего на смазку турбины или уплотнение генератора, от нормальной (40-45 °С);

- присутствие или попадание посторонних предметов в маслопроводы;

- разрушение баббитовой заливки подшипника;

- неудовлетворительное качество масла.

19.4.19.3. Действия персонала:

При увеличении температуры масла на сливе из подшипников до 65 °С или баббита какого-либо подшипника до 85 °С:

- проверить достаточность протока масла через аварийный подшипник;

- проверить температуру масла, поступающего на смазку;

- проверить качество масла в маслобаке турбины и за маслоохладителями;

- сообщить руководству цеха для принятия решений.

Если снизить температуру не удается, и температура масла на сливе достигает 75 °С, а температура баббита какого-либо подшипника достигает 95 °С, немедленно отключите турбину.

19.4.20. Понижение уровня в маслобаке турбины.

19.4.20.1. Признаками аварии является снижение уровня в грязном и чистом отсеках маслобака.

19.4.20.2. Причинами аварии являются:

- утечки масла через центрифугу;

- неплотность маслоохладителей турбины;

- утечки в дренажный и аварийный маслобак;

- порывы во фланцевых соединениях маслопроводов;

- утечки масла в корпус генератора.

19.4.20.3. Действия персонала:

Снижение уровня в чистом отсеке маслобака при неизменном уровне в грязном отсеке указывает на возможное нарушение плотности поплавка.

При снижении уровня в чистом отсеке маслобака и повышении уровня в грязном отсеке прочистить сетки сжатым воздухом.

При одновременном снижении уровня в обоих отсеках маслобака:

- вызвать персонал электроцеха для проверки отсутствия попадания масла в корпус генератора;

- проверить отсутствие утечек масла через центрифугу;

- проверить плотность маслопроводов;

- убедиться в плотности задвижек аварийного слива масла;

- проверить отсутствие течей через подшипники и дренажную арматуру;

- проверить плотность маслоохладителей турбины;

- после обнаружения и устранения утечек масла долить масло в маслобак турбины.

При снижении уровня масла по указателю до нуля, что соответствует 520 мм от крышки бака – немедленно отключите турбину. При более глубокой потере уровня масла – вызвать начальника смены электроцеха для вытеснения водорода корпуса генератора.

19.4.21. Нарушение работы системы уплотнения вала генератора.

19.4.21.1. Признаками аварии являются:

- загорание сигнала «Понижение уровня в демпферном баке»;

- загорание сигнала «Неисправность системы водородного охлаждения генератора»;

19.4.21.2. Причинами аварии являются:

- неисправность регулятора перепада давления масла;

- возникновение неисправности в электрооборудовании или в механической части работающего насоса.

19.4.21.3. Действия персонала:

Немедленно включить в работу резервный фильтр на линии уплотнения.

При неисправности регулятора перепада давления масла перейти на ручное управление по поддержанию перепада, открыв задвижку на байпасе РПД, выставив наблюдающего для регулирования перепада и сообщить руководству цеха для принятия мер по задействованию регулятора.

При повреждении работающего насоса уплотнения вала генератора немедленно включите один из резервных насосов.

Проверить, что ключи блокировки маслонасосов уплотнения находятся во включенном состоянии. При несрабатывании блокировки вызвать персонал цеха ТАИ для принятия необходимых мер.

При обнаружении резкого уменьшения перепада давления масло-водород, что свидетельствует о срабатывании уровня в демпферном баке, немедленно открыть перемычки «помимо демпферного бака» и «помимо регулятора перепада давления», включить резервные маслонасосы уплотнения, проверить закрытие задвижки на перемычке между трубопроводом подачи масла на уплотнение и сливным коллектором и открытием соответствующих задвижек по схеме маслоуплотнения.

При невозможности восстановления давления масло-водород - немедленно отключите турбину.

При снижении уровня масла в демпферном баке системы уплотнения вала генератора до 300 мм выше верхней образующей демпферного бака, защита отключает турбину. Если защита не сработала, или если через 20 секунд с момента отключения ни один маслонасос системы уплотнения генератора не был включен, выполнить операции по отключению турбины. Немедленно вызвать начальника электроцеха для вытеснения водорода из корпуса генератора.

19.4.22. Повышение абсолютного давления пара перед турбиной до 140 кгс/см².

19.4.22.1. Признаком аварии является повышение давления пара по манометрам, замеряющим давление в стопорном клапане и паропроводе.

19.4.22.2. Причинами аварии являются:

- нарушение режима работы котла;

- сброс электрической нагрузки генератором.

19.4.22.3. Действия персонала:

- при повышении давления перед турбиной до 140 кгс/см² потребовать от машиниста котла снизить давление пара;

- если турбина не загружена, увеличить нагрузку на ней до снижения давления перед турбиной;

- если, несмотря на принятые меры, снизить давление пара перед турбиной ниже 140 кгс/см² не удалось по истечении 30 минут – аварийно отключите турбину.

19.4.23. Понижение абсолютного давления пара перед турбиной до 11,8 Мпа (120 кгс/см²).

19.4.23.1. Причинами аварии являются:

- нарушение режима работы котла;

- наброс электрической нагрузки на турбогенератор.

19.4.23.2. Действия персонала:

- при понижении давления до 120 кгс/см² потребовать от машиниста котла восстановления нормальных параметров;

- при отсутствии возможности восстановления параметров разгрузить турбину до необходимой величины;

- при нарушениях в работе оборудования котлоагрегата сообщить руководству цеха для принятия необходимых мер и решений.

19.4.24. Повышение температуры выхлопной части ЦНД свыше 70 °С.

19.4.24.1. Признаками аварии являются:

- увеличение относительного сокращения РНД;

- повышение показаний термометра на выхлопе турбины до 70 °С;

- понижение вакуума в конденсаторе.

19.4.24.2. Причинами аварии являются:

- работа турбины с пониженными расходами пара в конденсатор;

- длительная работа турбины на холостом ходу;

- низкий вакуум в конденсаторе.

19.4.24.3. Действия персонала:

- углубить вакуум в конденсаторе;

- увеличить расход пара в конденсатор турбины;

- если уменьшить температуру выхлопной части ЦНД ниже 70 °С не удается, аварийно отключить турбину.

19.4.25. Неустойчивая работа автоматической системы регулирования турбины.

19.4.25.1. Признаками аварии являются:

- броски нагрузки и давления в регулируемых отборах.

19.4.25.2. Причины аварии и способы ее устранения:

Устойчивость системы САР определяется устойчивостью работы всех звеньев системы: золотника регулятора скорости, суммирующих золотников, отсечных золотников сервомоторов, золотников обратной связи, регуляторов давления, передаточных механизмов – рейка – кулачковый вал, кулачковый вал-шток клапана и др.

Основная причина возникновения качаний САР и бросков нагрузки (электрической и тепловой) – повышенная нечувствительность системы из-за загрязнения масла.

В этом случае необходимо – провести анализ масла на наличие мехпримесей. Выполнить очистку через фильтр тонкой очистки или замену масла.

Если наблюдается качание отдельных регулирующих органов - сервомоторов ВД, СД или регулирующей диафрагмы – необходимо отвернуть гайку соответствующего отсечного золотника и провернуть золотник за его хвостовик.

Неустойчивая работа САР может наблюдаться при работе одного из сервомоторов (при включенных регуляторах давления) вблизи полного закрытия или открытия. При работе вблизи полного закрытия нарушается плавность регулирования расхода пара через соответствующий парораспределительный орган.

При возникновении такого режима необходимо его изменить – снизить или увеличить электрическую нагрузку турбины, снизить или увеличить давление в соответствующем регулируемом отборе.

Качание сервомотора СД или регулирующей диафрагмы может происходить из-за завоздушивания камеры регулятора давления соответствующего отбора.

В этом случае необходимо приоткрывать атмосферный вентиль на регуляторе и выпустить пузырьки воздуха до появления конденсата.

Наличие неплотностей в сильфонах регуляторов давления также является причиной неустойчивой работы отбора.

Выявляется в процессе спец. испытаний.

Также одной из причин качаний является возникновение неплотностей в линиях подвода первого импульса к соответствующему регулятору давления.

Убедиться в отсутствии протечек и пропаривания.

Потеря обратной связи сервомоторов может наблюдаться при их работе вблизи упоров.

Изменить режим.

Качание сервомоторов ВД и СД может возникнуть из-за нарушений нормальной работы передаточного механизма – шток сервомотора – рейка – кулачковый вал, ролики- рычаги, штока клапанов. Тут могут происходить как заедание узлов, так и нарушение передаточных характеристик из-за изменения профиля кулачков, разрушения подшипников и др.

Убедиться в отсутствии данных нарушений.

19.4.26. Повышение уровней в подогревателях высокого давления (ПВД).

19.4.26.1. Признаками аварии являются:

- загорание сигналов предельных уровней в ПВД.

19.4.26.2. Причинами аварии являются:

- нарушение плотности отдельных змеевиков ПВД из-за эрозионного износа, коррозии, повреждения сварочного стыка из-за дефектов сварки;

- нарушение работы регулирующего клапана уровня по механической или электрической части.

19.4.26.3. Действия персонала:

- при загорании предупредительного сигнала повышения уровня в одном из подогревателей, необходимо проверить работоспособность регулирующего клапана уровня, открыть его полностью, через персонал ЦТАИ проверить работу автоматики уровня. Если снижение уровня не произошло, закрыть задвижки отборов пара, проверить плотность трубной системы, наличие уровня в одном из ПВД свидетельствует о нарушении плотности ПВД, С уведомления начальника смены станции отключить группу ПВД ключом защиты, проверить закрытие комбинированного клапана и задвижек на входе и выходе в ПВД и открытие задвижки питательной воды помимо группы ПВД, проверить открытие дренажных вентилей и вентилей защиты от повышения давления в корпусах ПВД.

Открыть вентили опорожнения водяной и паровой частей ПВД, на закрытую арматуру повесить плакаты: «Не открывать – работают люди», разобрать электросхемы задвижек, закрытую арматуру заблокировать от открытия и запереть на замки;

- при достижении II предельного уровня в одном из ПВД должна сработать защита по отключению группы ПВД по пару и питательной воде, проверить закрытие и открытие соответствующих задвижек и закрытие комбинированного впускного клапана.

Проверку сигнализации I предела производить по графику и не реже 1 раза в 3 месяца, а защиты II предела – не реже 1 раза в месяц. При проверке защит определять время срабатывания защиты, которое не должно превышать 5 секунд от момента замыкания контактов входного реле до полной посадки впускного клапана.

ПВД-5 и 6 имеют предохранительные клапана на корпусах для предупреждения повышения давления в корпусе подогревателя до давления вышестоящего отбора.

Предохранительные клапана настраиваются на давление срабатывания, превышающее рабочее на 15 %, предохранительные клапана необходимо проверять после ремонта и по графику, но не реже 1 раза в 6 месяцев.

При включении группы ПВД на работающей турбине следить, чтобы скорость повышения давления в паровом пространстве не превышала 0,6 кгс/см² в минуту.

Для уменьшения вероятности появления свищей в мембранных уплотнениях ПВД не допускать снижения уровня конденсата в корпусах ниже видимого уровня в водомерных колонках.